Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФГБОУ ВПО

«Иркутский государственный технический университет»

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ

Кафедра электрических станций, сетей и систем

Районная электрическая сеть

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к дипломному проекту по дисциплине: «Электропитающие системы и электрические сети»

Выполнил студент группы

ЭС-10-2 А.В. Хамнуев

Нормоконтролёр

Л.А. Акишин

Иркутск - 2013 г

Содержание

Введение

1. Генерация и потребление активной и реактивной мощностей

1.1 Генерация и потребление активной мощности

1.2 Потребление и генерация реактивной мощности

2. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети

2.1 Выбор схемы сети по длине цепей и трасс

2.2 Проверка отобранных вариантов по допустимым потерям напряжения

2.3 Технико-экономическое сравнение вариантов

2.4 Уточненный баланс реактивной мощности

3. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров

3.1 Режим максимальных нагрузок

3.2 Минимальный режим

3.3 Послеаварийный режим

4. Регулирование напряжения

4.1 Регулирование напряжения в режиме максимальных нагрузок

4.2 Регулирование напряжения в режиме минимальных нагрузок

4.3 Регулирование напряжения в послеаварийном режиме

5. Технико-экономические показатели

Заключение

Список используемых источников

Приложения

Введение

Современные энергетические системы состоят из множества связанных между собой элементов, которые оказывают взаимное влияние друг на друга. Поэтому проектирование всей системы достаточно сложная и трудоемкостная задача.

Задачей дипломного проекта является разработка эскизного проекта районной электрической сети с номинальными напряжениями 35-220 кВ. Проектируется электроснабжение 4-6 населённых пунктов от одной или двух заданных электрических станций или крупной узловой подстанции 110-500 кВ. В заданных пунктах предполагаются коммунально-бытовые и промышленные потребители электроэнергии, а также сельскохозяйственные потребители в прилегающих районах. Питающая электрическая станция или подстанция входит в состав достаточно крупной электроэнергетической системы.

Если по заданию предполагается проектирование электрической сети в районе, где уже имеются линии и подстанции 35-220 кВ, то указываются номинальные параметры основного электрооборудования существующей сети и необходимые данные о нагрузках в пунктах потребления электроэнергии.

В проекте должны быть разработаны разделы :

Потребление и покрытие потребности в активной и реактивной мощностях в проектируемой сети ;

Выбор схемы, номинального напряжения (или номинальных напряжений), параметров линий и трансформаторов сети ;

Расчёты основных режимов работы электрической сети;

Регулирование напряжения в сети ;

Определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети .

Проектирование электроэнергетических систем требует комплексного подхода к выбору и оптимизации схем электрических сетей и технико-экономическому обоснованию решений, определяющих состав, структуру, внешние и внутренние связи, динамику развития, параметры и надёжность работы системы в целом и её отдельных элементов.

Одним из важнейших показателей уровня электроэнергетики страны является развитие электрических сетей - линий электропередачи и подстанций (ПС). От электростанций мощностью в несколько миллионов киловатт каждая протянулись на тысячи и более километров к промышленным центрам линии электропередачи сверхвысокого напряжения.

1. Генерация и потребление активной и реактивной мощностей

1.1 Генерация и потребление активной мощности

Потребление активной мощности в проектируемой сети рассматривается для режима наибольших нагрузок и слагается из нагрузок в заданных пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.

В режиме наибольших нагрузок суммарные потери активной мощности в линиях и трансформаторах проектируемой сети одного-двух номинальных напряжений в первом приближении могут быть приняты равными 3-5 % от суммы заданных нагрузок.

Активная мощность генерации Pген, необходимая для питания проектируемой сети.

,

Где Рген - активная мощность генерации, поступающая от РЭС в проектируемую сеть;

Рнагрi - заданная нагрузка в i-ом пункте;

- суммарные потери мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.

В курсовом проекте предполагается, что установленная мощность генераторов питающей электрической системы достаточна для обеспечения потребностей проектируемого района в активной мощности. Поэтому здесь не рассматривается установка дополнительных генераторов электрических станций, сооружение новых электростанций и т. п.

Тогда:

МВт;

МВт.

1.2 Потребление и генерация реактивной мощности

Приближённое рассмотрение потребления реактивной мощности, а также ориентировочный выбор мощности, типов и размещения компенсирующих устройств (КУ) в проектируемой сети будем производить до технико-экономического сравнения вариантов схемы сети. Так как компенсация реактивной мощности может существенно влиять на значения полных нагрузок подстанций, а следовательно, и на выбираемые номинальные мощности трансформаторов, сечения проводов линий, на потери напряжения, мощности и энергии в сети. В конечном итоге выбор мощности КУ и их размещение по подстанциям сети повлияют на оценку технических и экономических показателей вариантов схемы сети и, следовательно, могут повлиять на правильность выбора рационального номинального напряжения и схемы проектируемой сети.

При выполнении проекта условно принимаем совпадение по времени периодов потребления наибольших активных и реактивных нагрузок подстанций. Поэтому определение наибольших реактивных нагрузок отдельных пунктов производим по наибольшим активным нагрузкам и заданным значениям коэффициента мощности.

По условию задания коэффициент мощности всех нагрузок cos нагр=0,80.

Тогда sin нагр= 0,6 и tg нагр= 0,75.

Потребляемая реактивная мощность определяется по формуле:

Qнагрi=Рнагрitg нагр.

Реактивные мощности нагрузок в узлах:

Qнагр1 =Pнагр1 tg нагр=400,75= 30 Мвар;

Qнагр2 =Pнагр2 tg нагр=330,75= 24,75 Мвар;

Qнагр3 =Pнагр3 tg нагр=270,75= 20,25 Мвар;

Qнагр4 =Pнагр4 tg нагр=200,75= 15 Мвар;

Qнагр5 =Pнагр5 tg нагр=100,75= 7,5 Мвар.

Суммарная реактивная мощность, потребляемая в узлах:

= Qнагр1+ Qнагр2+ Qнагр3+ Qнагр4+

Qнагр5=30+24,75+20,25+15+7,5 =97,5 Мвар.

Суммарная потребляемая реактивная мощность в сети, необходимая для электроснабжения района, слагается из реактивной нагрузки в заданных пунктах, потерь реактивной мощности в линиях и трансформаторах (автотрансформаторах) и зарядной мощности линии (со знаком «-»).

Qпотр=Qнагр i+QЛ+QТР-QС ,

где QЛ - суммарные потери реактивной мощности в линиях;

QТР - суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах;

QС - суммарная генерация реактивной мощности в емкостных проводимостях линий (зарядная мощность).

Зарядная мощность линии при предварительных расчётах может оцениваться для одноцепных линий 110 кВ в 3 Мвар, 220 кВ в 12 Мвар на 100 км. Для воздушных сетей 110 кВ в самом первом приближении допускается принимать, что потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях линий и генерация реактивной мощности этими линиями в период наибольших нагрузок взаимно компенсируются, то есть:

QЛ=QС ;

Qпотр = Qнагр i +QТР .

Потери реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах при каждой трансформации составляют примерно 8-12% от трансформируемой полной мощности нагрузки. Поэтому для оценки величины потерь реактивной мощности в трансформаторах необходимо представить возможное число трансформаций мощности нагрузки каждого из пунктов.

QТР = 0,1m,

где Sнагр i - полная мощность i-го потребителя;

m - число трансформаций.

Суммарная полная мощность потребителей сети составляет:

= 162,5 МВА.

Примем m=1 с учётом того, что имеет место одна трансформация в сети на понижающих подстанциях. Тогда:

QТР = 0,1m=0,11162,5=16,25 Мвар.

Общая потребляемая реактивная мощность:

97,5+16,25=113,75 Мвар.

Реактивная мощность, поступающая от ИП определяется по активной мощности генерации, и по заданному коэффициенту мощности cosген:

cosген=0,8;

ген= 29.54;

tgген= 0.75;

1300,75= 100.425 Мвар.

Так как Qген < (100,425 Мвар < 113,75 Мвар), то в сети необходимо устанавливать компенсирующие устройства. Основным типом КУ, устанавливаемых по условию обеспечения потребности в реактивной мощности, являются конденсаторы. Вместе с тем, на крупных узловых подстанциях 220 кВ по ряду условий может оказаться оправданной установка синхронных компенсаторов. При этом надо помнить, что установка синхронных компенсаторов мощностью менее 10 Мвар неэкономична.

Суммарная реактивная мощность КУ равна:

- Qген=113,75-100,425 =13.325 Мвар.

Размещение КУ по подстанциям электрической сети, как известно, влияет на экономичность режимов работы сети и на решение задач регулирования напряжения. В связи с этим могут быть даны следующие рекомендации по размещению КУ в сети и определению их мощностей, устанавливаемых на каждой подстанции.

В сети одного номинального напряжения целесообразна, в первую очередь, полная компенсация реактивных нагрузок наиболее электрически удалённых подстанций. При незначительной разнице электрической удалённости пунктов от источника питания допускается расстановка КУ по условию равенства коэффициентов мощности на подстанциях.

Распределим реактивные мощности в узлах по методу tg Б:

=0,6475.

Определим мощность компенсирующих устройств для каждой подстанции:

Qку1=Рнагр1•(tgнагр- tgБ)=40(0,75-0,6475)=4 Мвар;

Qку2=Рнагр2•(tgнагр- tgБ)=33(0,75-0,6475)=3,3 Мвар;

Qку3=Рнагр3•(tgнагр- tgБ)=27(0,75-0,6475)=2,7 Мвар;

Qку4=Рнагр4•(tgнагр- tgБ)=20(0,75-0,6475)=2 Мвар;

Qку5=Рнагр5•(tgнагр- tgБ)=10(0,75-0,6475)=1 Мвар.

Проверка вычисления реактивной мощности компенсирующих устройств:

Qку= Qку1+ Qку2+ Qку3+ Qку4+ Qку5=13 Мвар.

Реактивная мощность каждой подстанции после компенсации:

Q1=Qнагр1-Qку1=30 -4=26 Мвар;

Q2=Qнагр2-Qку2=24.75-3.3 =21,45 Мвар;

Q3=Qнагр3-Qку3=20.25-2.7=17,54 Мвар;

Q4=Qнагр4-Qку4=15-2 =13 Мвар;

Q5=Qнагр5-Qку5=7.5-1 =6,5 Мвар.

Необходимая мощность батарей конденсаторов, устанавливаемых на каждой из подстанций, набирается параллельным включением серийно выпускаемых комплектных установок, выбираемых по справочникам.

Определим полную мощность каждой подстанции:

47,7 МВА;

39,33 МВА;

37,19 МВА;

23,85 МВА;

11,93 МВА.

Суммарная полная мощность подстанций:

47.7+39.33+37.19+23.85+11.93=160 МВА.

Определим коэффициент мощности сos Б после установки КУ:

Б = arctg (tg Б)= arctg 0,65= 33; cos Б= 0,83.

2. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети

2.1 Выбор схемы сети по длине цепей и трасс

Возможные варианты схем представлены ниже.

Результаты вычислений длин цепей и трасс введем в таблицу 2.1.1.

Рисунок 2.1.1 - Вариант 1

Рисунок 2.1.2 - Вариант 2

Рисунок 2.1.3 - Вариант 3



Рисунок 2.1.4 - Вариант 4

Рисунок 2.1.5 - Вариант 5

Так как по условию задания на проектирование во всех пунктах 1-5 имеются потребители I категории бесперебойности в электроснабжении, то во всех вариантах схем сети предусматриваем их надежное электроснабжение, т.е. радиальные варианты сети требуют - двухцепные линии; замкнутые варианты сети - одноцепные линии.

Варианты с одинаковой степенью надёжности приближенно сравниваем лишь по основным натуральным количественным показателям: по суммарной длине линий в одноцепном измерении (длина двухцепной линии удваивается) и по длине трасс линий. При определении длин надо учитывать, что длина из-за не прямолинейности и неровностей рельефа местности на 5-15% больше расстояния по прямой между рассматриваемыми пунктами. Составляем сводную таблицу суммарных длин цепей и трасс.

Таблица 2.1.1. Суммарные длины цепей и трасс.

Номер варианта	1	2	3	4	5
Длина трассы, км	368	596	544	516	536
Длина цепи, км	368	298	272	258	268

На первом этапе намеченные варианты с одинаковой степенью надёжности приближенно сравниваются лишь по основным натуральным количественным показателям: по суммарной длине цепей и по длине трасс.

Следует подчеркнуть, что такое сравнение, как правило, не должно исключать из дальнейшего рассмотрения все варианты какого-то одного принципиального типа, например, все варианты кольцевого или магистрального типа. Такие схемы сети обладают различными качествами и их сопоставление должно производиться по приведенным расчётным затратам.

Были отобраны на проверку следующие варианты: №1, 2 и 3.

2.2 Проверка отобранных вариантов по допустимым потерям напряжения

На втором этапе каждый из отобранных вариантов проверяется по допустимым потерям напряжения в двух режимах работы сети - максимальном и послеаварийном.

При определении наибольших потерь напряжения в сети следует руководствоваться следующими положениями: суммируются относительные потери напряжения по участкам сети одной ступени напряжения, так как в узлах понижения или повышения напряжения имеются средства регулирования напряжения в сети с двухсторонним питанием наибольшие потери напряжения определяются от источника питания до точки раздела мощности; среди послеаварийных режимов требуется выбирать такой, при котором потери напряжения увеличиваются на наибольшую величину.

Допустимые потери Uдоп принимаются равными 13-15% от Uном сети в максимальном режиме и 17-20% - в послеаварийном.

Мощности в узлах сети:

= (40+j26) МВА, Sн1= 47,7 МВА;

= (33+j21,45) МВА, Sн2= 39,33 МВА;

= (27+j17,54) МВА, Sн3= 37,19 МВА;

= (20+j13) МВА, Sн4= 23,85 МВА;

= (10+j6,5) МВА, Sн5= 11,93 МВА.

Проверка варианта 1

Режим максимальных нагрузок

1. Рассмотрим кольцо РЭС-1-3-5-4-2-РЭС':

Распределение мощности:



.

Проверка правильности нахождения полной мощности в узле 5:

.

Проверка показала правильность расчета распределения мощности.

Полные мощности, протекающие в линиях:

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

 МВА, МВА.

Ток в линии i-j:

,

где Sij - полная мощность, протекающая в линии i-j;

Uном - номинальное напряжение линии i-j.

Определим токи в линиях в режиме максимальных нагрузок, приняв Uном=220кВ:

А;

А;

А;

А;

А;

А.

Рассчитаем сечение провода воздушной линии, определяемое по закону экономической плотности тока jэк:

где Imax - максимальный рабочий ток, А;

n - количество параллельных цепей в линии i-j.

Выбирается ближайшее к расчётному стандартное сечение провода Fстанд. Выбранное сечение необходимо проверить по условию потерь на корону и по максимально допустимой нагрузке в послеаварийном режиме. В случае нарушения ограничений сечения проводов увеличиваются. При выборе сечений проводов окончательно уточняется напряжение отдельных участков сети.

По заданию продолжительность использования наибольшей нагрузки Тнб=5300 ч/год.

По ПУЭ при Тнб = 5000 час/год для Забайкалья и Дальнего востока jэк = 0,8 А/мм2.

Рассчитаем сечения проводов и выберем стандартное сечение с учетом того, что при Uном=220кВ минимальное допустимое сечение равно 240 мм2:

275мм2, выбираем провод АС-240/32;

103,75 мм2, выбираем провод АС-240/32;

26,2 мм2, выбираем провод АС-240/32;

233,625 мм2, выбираем провод АС-240/32;

12,94 мм2, выбираем провод АС-240/32;

103,75 мм2, выбираем провод АС-240/32.

Послеаварийный режим

Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в послеаварийном режиме: .

Для проверки марки АС-240/32, выбранного для всех линий кольцевой сети, допустимый ток по нагреву равен 605 А (табл. П27. МУ РЭС 12.03.12). Наиболее тяжелый послеаварийный режим в кольцевой сети возникнет при отключении головных линий.

1. Рассмотрим отключение линии РЭС'-1:

Определяем потоки мощности в линиях:

(40+j26) МВА; = 47,7 МВА;

(40+j26)+(27+j17,54)=(67+j43,54) МВА; = 79,9 МВА;

(67+j43,54)+(10+j6,5)=(77+j50) МВА; =91,8 МВА;

(77+j50)+(20+j13) =(97+j63,04) МВА; =115,69 МВА;

(97+j63,04)+(33+j21,45)=(130+j84,45) МВА; =155,02 МВА.

Определяем токи в линиях в послеаварийном режиме:

А;

А;

А;

А;

 А.

Токи во всех линиях в данном послеаварийном режиме меньше =610А.

2.Рассмотрим отключение линии РЭС-2:

Определим потоки мощности в линиях:

(33+j21,45) МВА; = 39,36 МВА;

(33+j21,45)+(20+j13)=(53+j34,45) МВА; = 63,21 МВА;

(53+j34,45)+(10+j6,5)=(63+j40,95) МВА;=75,14 МВА;

(63+j37,04)+(27+j17,54) =(90+j58,45) МВА; =107,3 МВА;

(90+j58,45)+(40+j26)=(130+j84,45) МВА; =155,02 МВА.

Определяем токи в линиях в послеаварийном режиме:

А;

А;

 А;

А;

А.

Токи во всех линиях в данном послеаварийном режиме меньше =610А.

Потери напряжения в максимальном режиме

Для нахождения наибольшей потери напряжения суммируются относительные потери напряжения по участкам сети одной ступени напряжения, так как в узлах понижения или повышения напряжения имеются средства регулирования напряжения; в случае разветвлённой сети одного номинального напряжения потери напряжения определяются от источника питания до каждой концевой подстанции, наибольшая Uнб сравнивается с Uдоп: в замкнутой сети или в сети с двухсторонним питанием наибольшие потери напряжения определяются от источника питания до точки раздела мощности.

Линия РЭС-1:

Провод АС-240/32 l=46 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0•l=0,11846=5,428 Ом, ХЛ=•x0•l=0,43546=19,734 Ом.

5,83кВ;

0,79 МВт.

Линия 1-3:

Провод АС-240/32 l=70 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=r0•l=0,11870=8.26 Ом, ХЛ=•x0•l=0,43570=30.45 Ом.

3,84 кВ.

0,22 МВт.

Линия 5-3:

Провод АС-240/32 l=70 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0•l=0,11870=8,26 Ом, ХЛ=•x0•l=0,43570=30,45 Ом.

0,422 кВ.

0,002 МВт.

Линия 4РЭС-5:

Провод АС-240/32, l=56 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

Сопротивления линии:

RЛ=• r0•l=0,11856=6,608 Ом, ХЛ=•x0•l=0,43556=24,36 Ом.

0,68 кВ.

0,008 МВт.

Линия 2РЭС-4:

Провод АС-240/32, l=70 км, r0=0,118 Ом/км, r0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0•l=0,11870=8,26 Ом, ХЛ=•x0•l=0,43570=30,45 Ом.

3,4 кВ.

0,173 МВт.

Линия РЭСРЭС-2:

Провод АС-240/32, l=56 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

Сопротивления линии:

RЛ=• r0•l=0,11856=6,608 Ом, ХЛ=•x0•l=0,43556=24,36 Ом.

6,089 кВ.

0,69 МВт.

Найдем суммарные потери мощности на каждой ступени напряжения в максимальном режиме:

=6,089+3,4+0,68=10,169кВ,

%4,626%;

=0,42+3,86+5,83=10,11 кВ,

%4,6%;

Uнб220===4,626% < Uдоп=15%.

Потери напряжения в послеаварийном режиме

В кольцевой сети послеаварийный режим обусловлен отключением одного из головных участков.

1. Рассмотрим отключение линии РЭС-2:

Линия РЭС-1:

Потери напряжения составят:

10,79 кВ;

Потери активной мощности в линии:

2,69 МВт.

Линия 1-3:

11,47 кВ;

1,97 МВт.

Линия 5-3:

8,03 кВ;

0,96 МВт.

Линия 4-5:

5,4 кВ;

0,55 МВт.

Линия 2-4:

4,2 кВ;

0,26 МВт.

Определим суммарные потери напряжения в послеаварийном режиме:

U2-4-5-3-1-РЭС=4,2+5,4+8,033+11,47+10,78 =39,88 кВ,

U2-4-5-3-1-РЭС'%18,14%;

Uнб220=U2-4-5-3-1-РЭС'%=18,14% < Uдоп=20%.

2. Отключение линии РЭС-1:

Линия 3-2:

2,1 кВ.

0,09 МВт.

Линия 5-3:

3,4кВ.

0,26МВт.

Линия 4РЭС-5:

4,5 кВ.

0,46МВт.

Линия 1РЭС-4:

8,9 кВ.

1,2 МВт.

Линия РЭСРЭС-2:

10,7 кВ.

2,3 МВт.

Определим суммарные потери напряжения в послеаварийном режиме:

U РЭС-1-4-5-3-2=2,1 +3,4 +4,5 +8,9+10,7 =29,6 кВ,

U РЭС-1-4-5-3-2%13,4%;

Uнб220=U РЭС-1-4-5-3-2%=13,4% < Uдоп=20%.

Данная схема проходит по допустимым потерям напряжения в максимальном и послеаварийном режимах.

Таблица 2.2.1. Результаты расчетов для варианта 1.

Линия	РЭС-2	2-4	4-5	5-3	3-1	РЭС-1
L, км	56	70	56	70	70	46
Uном, кВ	220	220	220	220	220	220
I, А	186,9	83	20,96	10,35	36,14	220
Jэк, А/мм2	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8
Fрасч, мм2	233,5	103,75	26,2	12,94	45,175	275
Fст, мм2	240	240	240	240	240	240
Марка провода	АС-240	АС-240	АС-240	АС-240	АС-240	АС-240
Iдл.доп, А	610	610	610	610	610	610
R0, Ом/км	0,118	0,118	0,118	0,118	0,118	0,118
Х0, Ом/км	0,435	0,435	0,435	0,435	0,435	0,435
Rл, Ом	6,608	8,26	6,608	8,26	8,26	5,428
Хл, Ом	24,36	30,45	24,36	30,45	30,45	19,734
Р, МВт	59,7	26,7	6,7	3,3	30,3	70,3
Q, Мвар	38,8	17,35	4,35	2,16	19,7	45,7
, кВ	6,089	3,4	0,68	0,422	3,86	5,83
, МВт	0,69	0,17	0,008	0,002	0,223	0,788
ар, кВ	0	4,2	5,4	8,03	11,474	10,787

=4,625%

=18,14%

=1,888 МВт.

Проверка варианта 2

Режим максимальных нагрузок

Распределение мощности:

;

;

Полные мощности, протекающие в линиях:

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА.

Принимаем, что номинальное напряжение в проектируемом районе Uном=110 кВ.

Находим токи в линиях в режиме максимальных нагрузок:

177,54 А;

439,58 А;

65,6 А;

196,828 А;

413,34 А.

Сечения проводов для максимального режима:

110,72 мм2, выбираем провод АС-120/24;

274,74 мм2, выбираем провод АС-240/32;

41 мм2, выбираем провод АС-70/11;

123,02 мм2, выбираем провод АС-120/24;

258,34 мм2, выбираем провод АС-240/32.

Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в послеаварийном режиме.

Послеаварийный режим

Отключение одной цепи на каждой линии:

177,54 А; провод АС-120/24; Iдоп=330 А;

439,58 А; провод АС-240/32, Iдоп=610 А;

65,61 А; провод АС-70/11, Iдоп=265 А;

196,828 А; провод АС-120/24, Iдоп=330 А;

413,34 А; провод АС-240/32, Iдоп=610 А;

Токи во всех линиях в данном послеаварийном режиме меньше .

Потери напряжения в максимальном режиме

При определении наибольших потерь напряжения ? в разветвлённой сети одного номинального напряжения потери напряжения определяются от источника питания до каждой концевой подстанции, наибольшая ? сравнивается с ?=15%.

Линия 1-3:

Провод АС-120/24, l=70 км, r0=0,244 Ом/км, x0=0,427 Ом/км.

RЛ=•r0•l=•0,24470=8.54 Ом, ХЛ=•x0•l=•0,427•70=14.945 Ом.

4,84 кВ;

0.8 МВт.

Линия РЭС-1:

Провод АС-240/32, l=46 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0•l=•0,11846=2.714 Ом, ХЛ=•x0•l=•0,43546=10 Ом.

6,22кВ;

1.57 МВт.

Линия 4-5:

Провод АС-70/11, l=56 км, r0=0,422 Ом/км, x0=0,444 Ом/км.

RЛ=•r0•l=•0,42256=11.816 Ом, ХЛ=•x0•l=•0,44456=12.43 Ом.

1,92 кВ;

0,153 МВт.

Линия 2-4:

Провод АС-120/24, l=70 км, r0=0,244 Ом/км, x0=0,427 Ом/км.

RЛ=•r0•l=•0,24470=8.54 Ом, ХЛ=•x0•l=•0,42770=14.945 Ом.

5,38 кВ;

0,99 МВт.

Линия РЭС-2:

Провод АС-240/32, l=56 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0•l=•0,11856=3,304 Ом, ХЛ=•x0•l=•0,435 66=12,18 Ом.

7,124 кВ;

1,69 МВт.

Определим суммарные потери напряжения в максимальном режиме:

=6,22+4,84=11,06кВ,

%10,06%;

=7,12+5,38+1,92=14,42кВ,

%13,12 %;

Uнб110 ==10,06% < Uдоп=15%.

Uнб110 ==13,12%< Uдоп=15%.

Потери напряжения в послеаварийном режиме

В разветвлённой сети с двухцепными линиями послеаварийный режим обусловлен обрывом одной цепи в линии с наибольшим значением потерь напряжения.

Линия РЭС-2:

Провод АС-240/32, l=56 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0•l=0,11856=6,608 Ом, ХЛ=•x0•l=0,43556=24,36 Ом.

14,28 кВ;

Линия РЭС-1:

Провод АС-240/32, l=46 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0•l=0,11846=5,428 Ом, ХЛ=•x0•l=0,43546=20,01 Ом.

12,44 кВ.

Определим суммарные потери напряжения в послеаварийном режиме:

=12,44+4,84=17,28 кВ,

%15,7%;

=14,25+5,38+1,92=21,55 кВ,

%19,59%;

Uнб110=%=19,59% < Uдоп=20%.

Данная схема проходит по допустимым потерям напряжения в максимальном и послеаварийном режимах.

Таблица 2.2.2. Результаты расчетов для варианта 2.

Линия	РЭС-1	1-3	РЭС-2	2-4	4-5
L, км	46	70	56	70	56
Uном, кВ	110	110	110	110	110
I, А	219,79	88,57	206,67	98,4	32,8
Jэк, А/мм2	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8
Fрасч, мм2	274,74	110,71	258,339	123	41
Fст, мм2	240	120	240	120	70
Марка провода	АС-240	АС-120	АС-240	АС-120	АС-70
Iдл.доп, А	610	390	610	390	265
Iар, А	439,58	177,14	413,34	196,82	65,6
R0, Ом/км	0,118	0,244	0,118	0,244	0,422
Х0, Ом/км	0,435	0,427	0,435	0,427	0,444
Rл, Ом	2,714	8,54	3,304	8,54	11,816
Хл, Ом	10,005	14,945	12,18	14,945	12,432
Р, МВт	69,7	27	63	30	10
Q, Мвар	43,54	17,54	40,95	19,5	7,5
, кВ	6,22	4,84	7,124	5,38	1,92
, МВт	1,57	0,8	1,69	0,99	0,15
ар, кВ	12,44	4,84	14,24	5,38	1,92

=13,12%

=19,59%

=5,21 МВт.

Проверка варианта 3

Мощности в узлах сети:

= (40+j26) МВА, Sн1= 47,7 МВА;

= (33+j21,45) МВА, Sн2= 39,33 МВА;

= (27+j17,54) МВА, Sн3= 37,19 МВА;

= (20+j13) МВА, Sн4= 23,85 МВА;

= (10+j6,5) МВА, Sн5= 11,93 МВА.

Режим максимальных нагрузок

Распределение мощности:

Полные мощности, протекающие в линиях:

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА.

Принимаем, что номинальное напряжение в проектируемом районе Uном=110 кВ.

Находим токи в линиях в режиме максимальных нагрузок:

250,4 А;

169 А;

62,6 А;

356,6 А.

Принимаем, что номинальное напряжение на данном участке Uном=220 кВ.

406,84 А.

Сечения проводов для послеаварийного режима:

156.5 мм2, выбираем провод АС-150/24;

105.62 мм2, выбираем провод АС-120/24;

39.13 мм2, выбираем провод АС-70/11;

222.93 мм2, выбираем провод АС-240/32;

254.27 мм2, выбираем провод АС-240/32.

Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в послеаварийном режиме.

Послеаварийный режим

Отключение одной цепи на головном участке линии:

250.4 А; провод АС-150/24; Iдоп=450А;

168.99 А; провод АС-120/24, Iдоп=390 А;

62.6 А; провод АС-70/11, Iдоп=265 А;

356.68 А; провод АС-240/32, Iдоп=610 А:

406.84 А. провод АС-240/32, Iдоп=610 А.

Токи во всех линиях в данном послеаварийном режиме меньше .

Потери напряжения в максимальном режиме

Линия 2-1:

Провод АС-150/24, l=28 км, r0=0.204 Ом/км, x0=0.42 Ом/км.

RЛ=•r0•l=•0,20428=2.856Ом, ХЛ=•x0•l=•0,42•28=5.88 Ом.

2.42 кВ;

0,18 МВт.

Линия 4-3:

Провод АС-120/24, l=58 км, r0=0,244 Ом/км, x0=0,427 Ом/км.

RЛ=•r0•l=•0,24458=7.07 Ом, ХЛ=•x0•l=•0,42758=12.38 Ом.

3.71 кВ;

0.61 МВт.

Линия 5-4:

Провод АС-70/11, l=56 км, r0=0,422 Ом/км, x0=0,444 Ом/км.

RЛ=•r0•l=•0,42256=11.816Ом, ХЛ=•x0•l=•0,444•56=12.432 Ом.

1.8 кВ;

0.14 МВт.

Линия 4-2:

Провод АС-240/32, l=70 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0•l=•0,11870=4.13 Ом, ХЛ=•x0•l=•0,43570=14.175 Ом.

6.91 кВ;

1.58 МВт.

Линия РЭС-2:

Провод АС-240/32, l=56 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0•l=•0,11856=3.304 Ом, ХЛ=•x0•l=•0,435 56=12.18 Ом.

6.62 кВ;

1.64 МВт.

Определим суммарные потери напряжения в максимальном режиме:

=6.91+3.71=10.62кВ,

%9.65%;

Uнб110 ==9.65% < Uдоп=15%.

Потери напряжения в послеаварийном режиме.

Линия РЭС-2:

Провод АС-240/32, l=56 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0•l=0,11856=6.6 Ом, ХЛ=•x0•l=0,435 56=24.36 Ом.

13.25 кВ;

Определим суммарные потери напряжения в максимальном режиме:

=6.91+3.71=10.62кВ,

%9.65%;

Uнб110 ==9.65% < Uдоп=20%.

Данная схема проходит по допустимым потерям напряжения в максимальном и послеаварийном режимах.

Таблица 2.2.3. Результаты расчетов для варианта 3.

Линия	РЭС-2	2-4	4-5	4-3	2-1
L, км	56	70	56	58	28
Uном, кВ	220	110	110	110	110
I, А	203,42	178,34	31,3	84,5	125,2
Jэк, А/мм2	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8
Fрасч, мм2	254,27	222,93	39,1	105,62	156,5
Fст, мм2	240	240	70	120	150
Марка провода	АС-240	АС-240	АС-70	АС-120	АС-150
Iдл.доп, А	610	610	265	390	450
Iар, А	406,84	356,69	62,6	168,99	250,4
R0, Ом/км	0,118	0,118	0,422	0,244	0,204
Х0, Ом/км	0,435	0,435	0,444	0,427	0,42
Rл, Ом	3,304	4,13	11,816	7,076	2,856
Хл, Ом	12,18	14,175	12,432	12,383	5,88
Р, МВт	130	57	10	27	40
Q, Мвар	84,45	37	6,46	17,54	26
, кВ	6,63	6,9	1,81	3,71	2,43
, МВт	1,64	1,57	0,14	0,606	0,537
ар, кВ	13,255	6,9	1,81	3,711	2,42

=7,924%

=18,33%

=9,42 МВт.

Учитывая потери напряжения и потери активной мощности, сравнение будем производить между 1 и 2 вариантами.

2.3 Технико-экономическое сравнение вариантов

На третьем этапе наиболее рациональные варианты схем и номинального напряжения сети подвергаются технико-экономическому сравнению по приведённым затратам. Каждый из этих вариантов разработан с выбором схем всех подстанций, с расчетом потерь электроэнергии, с определением параметров всех линий и трансформаторов и т. п.

В данном курсовом проекте не производится выбор определённых типов выключателей 35-220 кВ. При оценке стоимости ячеек выключателей руководствовались следующими соображениями: обычно на подстанциях с малым числом выключателей (ТО и менее) не рекомендуется установка воздушных выключателей. Учитываемое при сравнении вариантов схемы сети число ячеек выключателей на заданном источнике питания района принимается равным числу отходящих от него линий. Число ячеек выключателей, комплектов отделитёлей и короткозамыкателей подстанции проектируемой сети определяется по конкретным схемам этих подстанций в сравниваемых вариантах.

Принимается, что установка двух трансформаторов на понижающей подстанции обеспечивает надёжность электроснабжения, необходимую для потребителей 1 категории, и является экономически целесообразным решением для таких случаев. В связи с этим установка на подстанции трёх и более трансформаторов не рассматривается.

Номинальные мощности понижающих трансформаторов выбираются по условиям нормальных режимов работы и отключений одного из них.

Так как в данном проекте не учитываются конкретные графики нагрузок трансформаторов, то выбор их номинальных мощностей производится приближённо в нормальных режимах работы нагрузка трансформаторов, как правило, не должна быть больше номинальной, а при отключении одного из трансформаторов второй трансформатор не должен перегружаться более чем на 40% выше номинальной.

Условия выбора номинальной мощности трансформаторов для двухтрансформаторных подстанций:

,

где Smах - максимальная нагрузка подстанции.

При определении технико-экономических показателей стоимость электрооборудования и его эксплуатации принимается по данным приложения 3, а стоимость потерь электроэнергии и недоотпущенной электроэнергии - на основании расчетов и задания на проект.

При сравнении вариантов по приведённым затратам в общем случае учитываются стоимости линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов, КУ, отчисления на амортизацию, текущий и капитальные ремонты и обслуживание всего перечисленного выше электрооборудования, стоимость потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах, а также стоимость недоотпущенной потребите-лям электроэнергии в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии и (или) трансформаторы.

Все указанные технико-экономические показатели определяются лишь для тех частей схемы сети, в которых сравниваемые варианты отличаются друг от друга. В связи с этим допускается не учитывать заработную плату эксплутационного персонала, принимая её при-мерно одинаковой во всех вариантах. При сравнении вариантов схемы сети с одним и тем же номинальным напряжением, с одинаковым числом трансформаторов на подстанциях и с оди-наковым размещением КУ учитываются стоимости трансформаторов и КУ (нужных по условию баланса реактивной мощности), а также стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах.

После определения приведённых затрат сравниваемых вариантов производится окон-чательный выбор экономически целесообразной схемы и номинального напряжения сети.

Вариант 1

1) Выбор трансформаторов, по условию возможной 40% перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

.

;

;

;

;

.

2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях.

Таблица 2.3.1

ТИП	Uном, кВ	?P, кВт	Цена
	ВН	СН	НН	ХХ	КЗ	тыс. руб.
	230	-	11	50	170	400
	230	-	11	50	170	400
	230	-	6.6	50	170	400
	230	-	6.6	50	170	400
	230	-	6.6	50	170	400

Т - трансформатор напряжения трехфазный;

Р - с расщепленной обмоткой;

Д - принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла;

Н - регулировка напряжения под нагрузкой.

Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:

п/ст 1: тыс. руб.;

п/ст 2: тыс. руб.;

п/ст 3: тыс. руб.;

п/ст 4: тыс. руб.;

п/ст 5: тыс. руб.

тыс. руб.

3) Выбор ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололеду -II по условию задания на всех участках. Выбираем железобетонные опоры - двух- и одноцепные согласно схеме, напряжения 110 и 220 кВ:

Кл. = Кл.уд•lл., тыс. руб.

Линия РЭС-1: Uном=220 кВ, l=46 км, АС-240; железобетонные одноцепные опоры К=54•78=4212 тыс. руб./км:

КРЭС-1=4212•46=193752 тыс. руб.

Линия РЭС-2: Uном=220 кВ, l=56 км, АС-240; железобетонные одноцепные опоры К=4212 тыс. руб./км:

КРЭС-2=4212 •56=235872 тыс. руб.

Линия 2-4: Uном=220 кВ, l=70 км, АС-240; железобетонные одноцепные опоры

К=4212 тыс. руб./км:

К2-3=4212 •70=294840 тыс. руб

Линия 4-5: Uном=220 кВ, l=56 км, АС-240; железобетонные одноцепные опоры К=4212 тыс. руб./км:

К1-4=4212 •56=235872 тыс. руб.

Линия 3-5: Uном=220 кВ, l=70 км, АС-240; железобетонные одноцепные опоры

К=4212 тыс. руб./км:

К3-5=4212•70=294840 тыс. руб.

Линия 3-1: Uном=220 кВ, l=70 км, АС-240; железобетонные одноцепные опоры

К=4212 тыс. руб./км:

К4-5=4212 •70=294840 тыс. руб.

тыс. руб.

Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2. Тогда:

тыс. руб.

4) Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение. На п/ст. 1, 2, 3.4,5 устанавливаются ОРУ-220 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с элегазовыми выключателями на отключаемый ток выше 30 кА, при Uном = 220 кВ - 600 тыс. руб. Общее количество выключателей составляет n = 17шт на 220 кВ.

 тыс. руб.

5)Определяем постоянную часть затрат по подстанциям. Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в [4] табл. 13 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.

Для п/ст 1, 2,3,4,5:

тыс. руб.;

6) Определяем общие капитальные затраты электрической схемы варианта1.

тыс. руб.

7) Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети в % от капитальных затрат.

а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по [4] табл. 14, где процент издержек для ВЛ-220 кВ на стальных опорах составляет 2,8 % от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:

тыс. руб.

б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов. Процент издержек для ОРУ и трансформаторов для Uном=220 кВ - 9,4%. Следовательно:

тыс. руб.;

тыс. руб.

в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети варианта 1:

тыс. руб.

8) Определяем годовые потери электроэнергии в сети:

час.

- суммарные потери активной мощности в сети варианта 1,

где - суммарные потери в линии;

суммарные потери в трансформаторах.

а) Потери активной мощности в линиях сети для 1 варианта:

МВт.

б) Определяем потери активной мощности в трансформаторах сети варианта 1:

;

.

п/ст 1: кВт;

п/ст 2: кВт;

п/ст 3: кВт;

п/ст 4: кВт;

п/ст 5: кВт.

 кВт.

.

п/ст 1: кВт;

п/ст 2: кВт;

п/ст 3: кВт;

п/ст 4: кВт;

п/ст 5: кВт.

132,81+90,4+60,51+31,654+7,56= 322,94кВт.

Тогда суммарные потери в трансформаторах сети варианта 1 составляют:

в) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта 1

1875+822,94 =2697,94 кВт.

Годовые потери электроэнергии в сети:

=1,875·3747 = 7025,63 МВт/ч.

=0,500·8760+0,322·3747 = 5590 МВт/ч.

МВт/ч.

9) Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 1:

коп. = 10975,31тыс. руб.

10) Определяем суммарные ежегодные издержки варианта 1:

тыс. руб.

11) Определяем полные приведённые затраты варианта 1:

тыс. руб.

Вариант 2

1) Выбор трансформаторов, по условию возможной 40% перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

.

;

;

;

;

.

2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях.

Таблица 2.3.2.

ТИП	Uном, кВ	?P, кВт	Цена
	ВН	СН	НН	ХХ	КЗ	тыс. руб.
	115	-	10,5	36	172	292
	115	-	10,5	36	172	292
	115	-	10,5	27	120	222
	115	-	10,5	27	120	222
	115	-	10,5	14	60	148

Т - трансформатор напряжения трехфазный

Р - расщепленная обмотка низшего напряжения

Д - принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла

Н - регулировка напряжения под нагрузкой

Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:

п/ст 1: тыс. руб.;

п/ст 2: тыс. руб.;

п/ст 3: тыс. руб.;

п/ст 4: тыс. руб.;

п/ст 5: тыс. руб.

тыс. руб.

3) Выбор ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололеду -II по условию задания на всех участках. Выбираем железобетонные опоры -двухцепные согласно схеме, напряжения 110 кВ:

Кл. = Кл.уд•lл., тыс. руб.

Линия РЭС-1: Uном=110 кВ,l=46 км,АС-240; железобетонные двухцепные опоры К=72 тыс. руб./км:

КРЭС-1=72•46=3312 тыс. руб.

Линия 1-3: Uном=110 кВ, l=70 км, АС-120; железобетонные двухцепные опоры К=64 тыс. руб./км:

К1-4=64•70=4480 тыс. руб.

Линия РЭС-2:Uном=110кВ,l=56 км,АС-240; железобетонные двухцепные опоры

К=72 тыс. руб./км:

К3-5=72•56=4032 тыс. руб.

Линия 2-4: Uном=110 кВ, l=70 км, АС-120; железобетонные двухцепные опоры К=64 тыс. руб./км:

К2-3=64•70=4480 тыс. руб.

Линия 4-5: Uном=110 кВ, l=56 км, АС-70; железобетонные двухцепные опоры К=64 тыс. руб./км:

КРЭС-2=64•56=3584 тыс. руб.

тыс. руб.

Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2. Тогда:

 тыс. руб.

4) Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение. На п/ст. 1, 2, 3.4,5 устанавливаются ОРУ-110 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с элегазовыми выключателями, на отключаемый ток выше 30 кА, при Uном = 110 кВ - тыс. руб.Общее количество выключателей составляет n = 34 шт на 110 кВ.

тыс. руб.

5)Определяем постоянную часть затрат по подстанциям. Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в [4] табл. 13 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.

Для п/ст 1, 2,3,4,5:

тыс. руб.;

6) Определяем общие капитальные затраты электрической схемы

варианта 2:

тыс. руб.

7) Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов элек-трической сети в % от капитальных затрат.

а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по [4] табл. 14, где процент издержек для ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах составляет 2,8 % от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:

 тыс. руб.

б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов. Процент издержек для ОРУ и трансформаторов для Uном=110 кВ - 9,4%. Следовательно:

тыс. руб.;

тыс. руб.

Страница:

•  1 
•  2 

дипломная работа "Разработка эскизного проекта районной электрической сети" скачать

Подобные документы

• Проектирование районной электрической сети

  Выбор конфигурации, оптимальной схемы, сечения проводов, трансформатора, активной и реактивной мощностей, нагрузок, напряжения с целью проектирования районной электрической сети на основании технико-экономического сравнения конкурентоспособных вариантов.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 02.02.2010
  

• Проектирование районной электрической сети

  Выбор номинальных напряжений сети. Проверка выбранных сечений по техническим ограничениям. Составление балансов активной и реактивной мощностей. Затраты на строительство подстанций. Точный электрический расчет кольцевой схемы. Режим максимальных нагрузок.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 16.12.2014
  

• Районная электрическая сеть

  Генерация и потребление активной и реактивной мощностей. Выбор схемы, номинального напряжения, основного электрооборудования линий и подстанций сети. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров. Уточненный баланс реактивной мощности.
  
  дипломная работа [3,1 M], добавлен 29.03.2014
  

• Районная электрическая сеть

  Генерация и потребление активной и реактивной мощностей в проектируемой сети. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций проектируемой сети. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров.
  
  курсовая работа [6,8 M], добавлен 04.06.2021
  

• Переходные процессы в электроэнергетических системах

  Проектирование электрических систем. Генерация и потребление активной и реактивной мощностей в сети. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 15.12.2014
  

• Проектирование районной электрической сети

  Разработка вариантов конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети, сечения проводов и трансформаторов. Формирование однолинейной схемы электрической сети. Выбор средств регулирования напряжений. Расчет характерных режимов сети.
  
  контрольная работа [616,0 K], добавлен 16.03.2012
  

• Разработка схемы районной электрической сети

  Комплексный расчет активной и реактивной мощности потребителей сети. Составление вариантов конфигурации сети и ее географическое расположение. Выбор трансформаторов на подстанции потребителей. Уточненный расчет в режиме наибольших и наименьших нагрузок.
  
  дипломная работа [1,2 M], добавлен 22.01.2016
  

• Районная электрическая сеть

  Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности. Размещение компенсирующих устройств электрической сети. Формирование вариантов схемы и номинального напряжения сети. Схемы электрических соединений подстанций. Расчет режима максимальных нагрузок.
  
  курсовая работа [140,5 K], добавлен 22.12.2010
  

• Проектирование электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети, выбор и обоснование наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения в электрической сети. Выбор номинальных напряжений, трансформаторов на подстанциях. Баланс активной и реактивной мощностей.
  
  курсовая работа [372,7 K], добавлен 17.12.2015
  

• Эскизный проект районной электрической сети напряжением от 35 до 220 кВ

  Составление баланса активной и реактивной мощностей. Схемы соединений сети. Выбор номинального напряжения и сечений проводов, трансформаторов на подстанциях. Расчет потерь электроэнергии в элементах сети. Определение ущерба от перерыва в электроснабжении.
  
  курсовая работа [164,2 K], добавлен 05.09.2013
  

• Проектирование электрической сети

  Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов. Выбор сечений линий электропередач для различных вариантов схемы развития. Экономическое сравнение вариантов электрической сети. Исследование аварийных и послеаварийных режимов электрической сети.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 25.12.2014
  

• Электрическая сеть промышленного района

  Разработка конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети и параметров цепей линий, числа и мощности трансформаторов подстанций. Расчет нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелых послеаварийных режимов.
  
  курсовая работа [6,1 M], добавлен 06.02.2014
  

• Проектирование электрической сети

  Этапы и методы проектирования районной электрической сети. Анализ нагрузок, выбор оптимального напряжения сети, типа и мощности силовых трансформаторов. Электрический расчёт варианта сети при максимальных нагрузках. Способы регулирования напряжения.
  
  методичка [271,9 K], добавлен 27.04.2010
  

• Проектирование радиальной схемы электроснабжения

  Разработка вариантов развития сети, расчет мощности его источника сети. Выбор номинального напряжения сети и проводов воздушных линий электропередач. Расчет установившихся режимов сети максимальных нагрузок. Выбор оборудования для радиальной схемы.
  
  курсовая работа [785,6 K], добавлен 19.12.2014
  

• Проект электросети для электроснабжения промышленного района

  Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности. Размещение компенсирующих устройств в электрической сети. Формирование вариантов схемы сети. Выбор номинального напряжения, числа трансформаторов. Проверка по нагреву и допустимой потере напряжения.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 15.09.2014
  

• Проектирование районной электрической сети

  Расчет электрической сети, снабжающей электроэнергией пять групп предприятий химической промышленности города Вологда. Вычисление баланса активной и реактивной мощностей, выбор конструкции и материала провода, подбор и проверка силовых трансформаторов.
  
  курсовая работа [2,3 M], добавлен 08.09.2014
  

• Расчеты режимов электрических сетей

  Выбор номинального напряжения сети, мощности компенсирующих устройств, сечений проводов воздушных линий электропередачи, числа и мощности трансформаторов. Расчет схемы замещения электрической сети, режима максимальных, минимальных и аварийных нагрузок.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 25.01.2015
  

• Расчет районной электрической сети

  Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии. Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных вариантов. Схема кольцевой сети в нормальном режиме. Выбор номинальных напряжений. Баланс реактивной мощности.
  
  курсовая работа [316,7 K], добавлен 03.04.2014
  

• Проектирование районной электрической сети 220/110 кВ

  Выбор вариантов схем соединений распределительной сети 220/110 кВ. Выбор номинальных напряжений сети и сечений проводов. Составление полных схем электрических соединений. Точный электрический расчет режимов и минимальных нагрузок выбранного варианта.
  
  курсовая работа [952,5 K], добавлен 22.01.2015
  

• Проектирование энергетической сети промышленного района

  Потребление и покрытие потребности в активной и реактивной мощности в проектируемой сети. Выбор схемы номинального напряжения и основного оборудования. Расчет схемы режимных параметров выборной сети. Аварийный режим в период наибольших нагрузок.
  
  курсовая работа [442,9 K], добавлен 26.03.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам